Расчет компенсации реактивной мощности в электрических сетях 0.4 кВ

Анонс:
Электрические сети 0.4 кВ и подстанции 6 (10) кВ/0.4 кВ в расчетах компенсации реактивной мощности. Расчет компенсации реактивной мощности в электрических сетях 0.4 кВ. Как посчитать мощность установки для электрической сети 0.4 кВ.
Все электрические сети 0.4 кВ объектов по факту границы балансовой принадлежности, как правило, определяемой наличием или отсутствием собственных нагрузок 6/10 кВ, можно условно разделить на включающие подстанции 6 (10) кВ/0.4 кВ и присоединенные по стороне низшего напряжения ТП, что обуславливает выбор способа, методику расчета компенсации реактивной мощности и выбор установок коррекции коэффициента мощности. Так, для сетей с:

подстанциями 6 (10) кВ/0.4 кВ при малом объеме нелинейных нагрузок может быть целесообразной компенсация по стороне высшего напряжения;
нагрузками 6/10 кВ необходимо учитывать, что для этих нагрузок реактивная мощность должна передаваться из сети 6 (10) кВ, т.е. при интеграции устройств коррекции коэффициента мощности по стороне низшего напряжения ТП 6/10 кВ нужно задействовать способ индивидуальной или групповой компенсации.

Расчет компенсации реактивной мощности в электрических сетях 0.4 кВ

При расчетах компенсации реактивной мощности в электрических сетях 0.4 кВ нужно учитывать, что:

реальная мощность, генерируемая установкой компенсации на базе конденсаторных батарей, зависит от номинального напряжения сети Uн и напряжения в точке присоединения установки Uвх — Qф = (Uн/Uвх)²*Qпасп, где Qпасп — паспортная номинальная мощность установки. Для сети 0.4 кВ Uн = Uвх – 1, для сетей 6/10 кВ Uн/Uвх = 0.95;
при наличии в электрической сети объекта синхронных двигателей и/или протяженных воздушных линий допустимую расчетную мощность генерации установкой КРМ, УКРМИ, УКМ нужно уменьшить при интеграции по стороне: — напряжения 0.4 кВ на Qсд – мощность, генерируемую синхронными двигателями в сети 0.4 кВ (Qсд = α*Qн, где α – паспортное (или справочное) предельное значение перегрузки двигателя по реактивной мощности, Qн – номинальная реактивная мощность); — напряжения 6/10 кВ на (0.7*Qсд + Qл), где Qл – реактивная мощность, генерируемая воздушной (или кабельной) линией, которая равна U²*Qу*L (U – номинальное сетевое напряжение, Qу – удельная мощность 1 км кабельной/воздушной линии, L – длина линии);
коррекция коэффициента мощности интеграцией установок КРМ, УКРМ, УКМ и пр. не выполняется в сети 0.4 кВ при расчетной мощности установки
выбор конденсаторов для установки, батареи или индивидуальной схемы компенсации нельзя осуществлять только по отношению суммарной мощности нелинейных нагрузок к мощности трансформаторов – технически грамотный выбор конденсаторов выполняется по характеру нагрузок, режиму работы оборудования, интенсивности засорения сети гармониками тока, условиям эксплуатации и т.д. на основе энергоаудита и только профильными специалистами, изготавливающими установки компенсации реактивной мощности;
любой калькулятор расчета на сайтах торговых компаний и производителей установок является ориентировочным, а расчеты онлайн, в том числе расчет трансформатора, установок могут быть в корне неверными, если: — калькулятор расчета или расчеты онлайн базируются на ограниченной информации, например, по данным потребления активной и реактивной энергии только в часы пик, в один из сезонов, без особенностей загрузки, режима эксплуатации и пр.; — в калькулятора расчета или расчетах онлайн изначально заложены неверные (не формализованные или технически не обоснованные) методики;
калькулятор расчета, или расчеты онлайн в лучшем случае по факту дают представление о необходимости компенсации, но не позволяют определиться с экономически выгодным способом и средством коррекции коэффициента мощности, в том числе возможности интеграции сравнительно недорогих нерегулируемых установок или конденсаторных батарей, наличия или отсутствия необходимости применения активных фильтров гармоник и пр.

Выбор компенсатора реактивной мощности

Мощность установки и вид системы КРМ

На первом этапе необходимо определиться с мощностью установок и видом системы компенсации реактивной мощности:

индивидуальная;
групповая;
централизованная;
комбинированная.

Вы можете подробно ознакомиться с видами систем компенсации реактивной мощности в нашей статье. Подробнее…

Наиболее распространенной системой КРМ является комбинированная схема компенсации.

Крупные потребители компенсируется с помощью индивидуальных компенсаторов. В такой системе мощность компенсаторов подбирается так, чтобы при колебаниях реактивной мощности потребителя cosφ всегда оставался индуктивным, то есть отсутствовало явление перекомпенсации. Небольшие потребители с переменной реактивной мощностью и осадочной дефицитной мощностью крупных потребителей компенсируются централизованной конденсаторной установкой.

Тип компенсаторной установки: автоматическая и неавтоматическая

Неавтоматическая установка — наиболее дешевый вариант конденсаторной установки. Мощность установки не регулируется. Такой тип рекомендуется применять для индивидуальной компенсации отдельных потребителей. Возможно использование и в групповой компенсации, где колебания реактивной мощности незначительны.

В случаях, когда в составе установки более одной конденсаторной батареи, возможна организация ручного регулирования мощности установки (ручное включение ступеней). При этом необходимо учитывать, что при отключении конденсаторных батарей остается электрический заряд, и повторное включение ступени возможно только после длительной паузы, которая обеспечит стекание заряда.

Для централизованной и групповой компенсации, когда реактивная мощность постоянно изменяется во времени, применяются автоматические установки. Измеряя мгновенные значения напряжений и тока электрической сети, контроллер отслеживает активную и реактивную составляющую мощности. На основе этих измерений производится вычисление фазового сдвига между током и напряжением, полученное значение сравнивается с предварительно заданной величиной косинуса φ. В зависимости от фактического отклонения коэффициента мощности контроллер подает команду на управление ступенями конденсаторных батарей. Автоматически выполняемая последовательность подключения конденсаторов предусматривает пошаговое приближение к оптимуму, корректную загрузку и чередование конденсаторов с целью их равномерного износа и увеличение жизненного ресурса.

Гармонический состав напряжений и токов: выбор типа установки

В сетях, где нелинейные искажения напряжения и тока невелики, возможно применение компенсирующих установок. Для определения уровня нелинейных искажений применяется так называемый суммарный коэффициент нелинейных искажений напряжения (THD U) и тока (THD I).

Допустимыми для применения установок компенсации считаются коэффициенты: THD I — не более 10%; THD U — не более 3%. Применение компенсирующих установок в сетях с высоким коэффициентом нелинейных искажений приводит к быстрому выходу установки из строя в результате вспучивания и взрывов конденсаторных батарей, входящих в состав устройства.

Для сетей с высокими нелинейными искажениями применяются фильтро-компенсирующие установки. Реактор (трехфазный дроссель) ставится последовательно с каждым конденсаторов так, чтобы система конденсатор-дроссель имела индуктивный характер на критических частотах, и емкостный характер — на основной частоте 50 Гц. Для этого система конденсатор-дроссель должна иметь резонансную частоту ниже наименьшей частоты гармоник, присутствующих в сети.

Выбор коммутационной части установки

Контакторные установки предназначены для применения в сетях с постоянными нагрузками и с переменными нагрузками с небольшой скоростью изменения (станочное оборудование, насосное, вентиляционное и т.п.). В силу конструктивных особенностей возможная скорость коммутаций каскадов 1 раз в 3-5 минут.

Динамические (тиристорные) установки предназначены для применения в сетях с резкопеременными нагрузками (сварочное производство, электродуговые печи и т.п.). В силу конструктивных особенностей возможная скорость коммутаций каскадов до 10 раз в секунду.

Гибридные установки сочетают в себе и каскадные и тиристорные модули. Контакторными каскадами достигается неизменная мощность. Изменение мощности компенсируется тиристорными модулями.

Есть необходимость в разработке собственного решения?

Отправьте нам первичную информацию по проекту: сфера деятельности компании, возможные проблемы управления электроэнергией и др. Мы проведем измерения и анализ параметров сети и по результатам составим предложение по внедрению как готовых, так и индивидуальных решений улучшения качества мощности.

Заказать проект

Как посчитать мощность установки компенсации для электрической сети 0.4 кВ

Оптимальный пакет данных для расчета компенсации реактивной мощности в электрических сетях 0.4 кВ включает предельные значения активной и реактивной мощности в часы максимальной и минимальной загрузки, которые определяются:

по показаниям счетчика энергии, годовым суточным графикам потребления;
с использованием метода расчета по среднегодовому коэффициенту спроса по паспортным (справочным) данным оборудования и формулам: Рмакс = ∑Рном*n*Кс, где Рном – номинальная мощность нагрузки одного типа (станка, двигателя), n – число нагрузок, Кс – коэффициент спроса из табл. 1.6 по оборудованию подразделений/цехов справочника 1 /сноска 1 в конце статьи/ или определяемый по коэффициенту использования Ки типового оборудования (табл. 1.9 справочника /сноска 1 в конце статьи/) и зависимости Кс от Ки ниже;

Таблица.
Таблица. Зависимость Кс от Ки.

Ки	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9
Кс	0,5	0,6	0,65-0,70	0,75-0,80	0,85-0,90	0,92-0,95

Qмакс = Рмакс*∑tg(φ)n/n, где tg(φ)n – коэффициент реактивной мощности нагрузки одного типа (или tg(arccos(φ)) при известном коэффициенте мощности загрузки — табл. 1.6 – 1.9 справочника 1), n – число нагрузок одного типа;
Qмин принимается по типовому графику нагрузок для предприятия в часы минимальной активной нагрузки в процентах или долях от Qмакс (0.5 – 0.6) — среднее Qмин = 0.55*Qмакс.

Расчет и выбор компенсирующего устройства

Электроснабжение механического цеха машиностроительного завода Читать далее: Двумя трехфазными ваттметрами или одним ваттметром с переключателем, изменяющим в некоторый момент времени P и Q определяет значение

2.2 Расчет и выбор компенсирующего устройства

Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питательных сетях. Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт/квар. В настоящее время степень компенсации в период максимума составляет 0,25 квар/кВт, что значительно меньше экономически целесообразной компенсации, равной 0,6 квар/кВт.

При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать по функциональным признакам две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок: первая группа — сети общего назначения (сети с режимом прямой последовательности основной частоты 50 Гц.); вторая группа – сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резко переменными нагрузками.

Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующей установки равна: QM1=KHCQP, где KHC – коэффициент учитывающий несовпадения по времени наибольшей активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия.

По входной реактивной мощности QЭ1 определяют суммарную мощность компенсирующего устройства предприятия, а по назначению QЭ2 регулируемую часть компенсирующего устройства.

Суммарную мощность компенсирующего устройства QЭ1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы: QK1=QM1+QЭ2. Для промышленных предприятий с присоединяемой суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВ*А значение мощности компенсирующего устройства QЭ1 задается энергосистемой и является обязательным при выполнении проекта электроснабжения предприятия.

По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединение потребителей, допускается принимать большую по сравнению с QЭ1 суммарную мощность компенсирующего устройства, если это снижает приведенные затраты на систему электроснабжения предприятия в целом.

Средствами компенсации реактивной мощности являются в сетях общего назначения батареи конденсаторов (низшего напряжения – НБК и высшего напряжения – ВБК) и синхронные двигатели в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, силовые резонансные фильтры (СРФ), симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства, устройства динамической и статической компенсации реактивной мощности с быстродействующими системами управления (СТК) и специальные быстродействующие синхронные компенсаторы (ССК).

Компенсация реактивной мощности в электрических сетях общего назначения напряжением до 1000 В

К сетям напряжением до 1000 В. на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки низкого напряжения не превышает 0,8. Сети напряжением 380-660 В электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сети низкого напряжения требует увеличения сечений проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами можно уменьшить или даже устранить, если осуществляется компенсация реактивной мощности непосредственно в сети низкого напряжения.

Источниками реактивной мощности в сети низкого напряжения являются синхронные двигатели напряжением 380-660 В. и конденсаторные батареи. При решении задачи компенсации реактивной мощности требуется установить оптимальное соотношение между источниками реактивной мощности низкого напряжения и высокого напряжения, принимая во внимание потери электрической энергии на генерацию реактивной мощности источниками низкого напряжения и высокого напряжения, потери электрической энергии на передачу QMAX.T из сети высшего напряжения в сеть низшего напряжения и удержание трансформаторной подстанции в случае загрузки их реактивной мощностью.

Выбор оптимальной мощности низшего напряжения батареи конденсаторов осуществляют одновременно с выбором цеховой трансформаторной подстанции. Расчетную мощность низшего напряжения батареи конденсаторов округляют до ближайшей стандартной мощности комплектных компенсирующих устройств. Основные технические характеристики нерегулируемой низшего напряжения батареи конденсаторов приведены в таблице, а регулируемые по току и напряжению.

Для каждой цеховой трансформаторной подстанции рассчитывают возможность распределения найденной мощности ПБК в цеховой сети. Критерием целесообразности такого решения является снижение приведенных затрат, обусловленное разгрузкой сети низшего напряжения от реактивной мощности.

Сущность cos φ.

Текущий коэффициент мощности в каждый момент времени:

, (2.

где и — соответственно активная, кажущаяся и реактивная мощности в момент временник , кВт, кВ*А, квар..

Активная и реактивная мощности предприятий изменяются не только в течении длительных промежутков времени (суток, месяцев), но и в течении одной производственной смены.

Значение коэффициента мощности в момент времени ti наиболее точно определяется по фазометру. При отсутствии фазометра cos φ определяется одним из следующих способов:

Информация о работе «Электроснабжение механического цеха машиностроительного завода»

Раздел: Промышленность, производство Количество знаков с пробелами: 37264 Количество таблиц: 5 Количество изображений: 20

Как посчитать баланс мощностей между сетями 0.4 кВ и 6 (10) кВ.

Расчетные значения активной Рр и реактивной Qр мощности определяются, как Рр = Рмакс + ΔРт и Qр = Qмакс + ΔQт, где ΔРт и ΔQт потери мощности в трансформаторах по паспортным данным или приближенно по формулам ΔРт = 0.02*Sр и ΔQт = 0.1*Sр, где полная расчетная мощность Sр = √(P²+Q²)

Устанавливают заданные по ТУ или расчетные входные реактивные мощности QЭ1 и QЭ2, которые будут переданы из сети электросетевой компании в сеть объекта в режимах наибольшей и наименьшей активных нагрузок:

QЭ1 принимается по меньшему значению, определяемому из формул QЭ1 = Qр – 0.7*Qсд и QЭ1 = α*Рр, где Qсд – реактивная мощность, генерируемая синхронными двигателями (см. выше или при отсутствии синхронных двигателей в сети Qсд = 0), α – расчетный коэффициент из таблицы ниже
Таблица.
Расчетные коэффициенты α для энергосистем разных регионов.

Энергетические системы по регионкам	Значение коэффициента α для шин 6-20 кВ при высшем напряжении
Энергетические системы по регионкам	35 кВ	110-150 кВ	200-330 кB
Северо — Запада, Центра, Средней Волги, Юга, Казахстана	0,23	0,28	0,37
Средней Азии	0,30	0,35	0,47
Сибири	0,24	0,29	0,40
Урала	0,27	0,31	0,42
Северного Кавказа, Закавказья	0,22	0,26	0,34
Востока	0,20	0,35	0,32

QЭ2 устанавливается по большему предельному значению из формул QЭ2 = Qмин – (Qр — QЭ1) и QЭ2 = Qмин + Qк, где Qк – реактивная мощность, генерируемая эксплуатируемыми установками при их наличии (при отсутствии Qк = 0 и QЭ2 = Qмин).

Как посчитать число и мощность трансформаторов.

Определяют удельную плотность нагрузки трансформаторов по расчетной полной мощности Sр и площади объекта F, а именно σ = Sр/F

Устанавливают пороговые значения номинальной мощности трансформаторов Sнт по удельной плотности нагрузки с учетом того, что:

при σ ˂ 0.2 кВА/м² целесообразны трансформаторы мощностью до 1000 кВА;
при σ ˂ 0.2-0.3 кВА/м² целесообразны трансформаторы мощностью 1600 кВА;
при σ > 0.3 кВА/м² целесообразны трансформаторы мощностью 1600 кВА или 2500 кВА.

Таблица.
Рекомендуемая номинальная мощность трансформатора при различной удельной плотности нагрузки.

Удельная плотность нагрузки σ	кВА	0,05	0,08-0,14	0,15-0,2	0,21-0,3	0,3-0,35
Номинальная мощность Sнт	кВА	400	630	1000	1600	2500

Находят число трансформаторов (с округлением в сторону большего целого значения) Nт = Рмакс/(Кз*Sнт), где Кз – коэффициент загрузки трансформатора, который принимают равным:

Кз = 0.65-0.7 при преобладании нагрузок I категории для двухтрансформаторной подстанции;
Кз = 0.7-0.8 при преобладании нагрузок II категории для однотрансформаторных ТП и взаимном резервировании на стороне низшего напряжения;
Кз = 0.9-0.95 при нагрузках II категории и наличии складского резерва, а также при преобладании нагрузок III категории.